научная статья по теме МЕТОДИКА ВЫБОРА ПЛОТНОСТИ СЕТКИ И СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ ЦЕНТРАЛЬНОГО УЧАСТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДРАКОН Геофизика

Текст научной статьи на тему «МЕТОДИКА ВЫБОРА ПЛОТНОСТИ СЕТКИ И СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НА ПРИМЕРЕ ЦЕНТРАЛЬНОГО УЧАСТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДРАКОН»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.342 © Коллектив авторов, 2015

Методика выбора плотности сетки и системы размещения скважин на примере Центрального участка месторождения Дракон

М.А. Федосеев, С.С. Каримов, С.С. Козык, Е.В. Кудин

(НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)

Адреса для связи: fedoseev.rd@vietsov.com.vn, fedmaksim@gmail.com

Ключевые слова: проектирование разработки, сетка скважин, гидродинамическое моделирование, одновременно-раздельная эксплуатация, горизонтальные скважины.

Правильный выбор сетки скважин - ключевое звено в обосновании рациональной системы разработки, так как он существенно влияет на эффективность выработки запасов. Решение задачи оптимального размещения проектной сетки скважин зачастую происходит по следующей схеме. На основе набора карт, характеризующих геологическое строение, шаблонов схем расстановки скважин и зависимостей параметров выработки от системы размещения скважин предлагается несколько вариантов. После проведения прогнозных расчетов оптимальный вариант выбирается исходя из технико-экономической эффективности.

Уже на этапе анализа карт существует вероятность возникновения ошибки, так как необходимо учесть особенности строения залежей и влияние всех физических процессов, происходящих в пластах, что является трудоемкой задачей особенно в многопластовых системах. Аналитическое решение задачи выбора системы разработки основывается на множестве упрощающих предположений, не учитывающих все особенности геологического строения объекта, интерференцию скважин. Кроме того, каждый специалист имеет собственное видение, основанное на личном опыте, мнении экспертов по выбору сетки скважин, организации системы заводнения и др. Для снижения влияния субъективного фактора, получения взвешенных и оптимальных решений авторами предложена методика обоснования рациональной сетки проектных скважин, базирующаяся на серии расчетов на гидродинамической модели с перебором вариантов расстановки проектного фонда и экономическом экспресс-анализе прогнозных показателей. Использование данного алгоритма позволяет повысить качество проектирования разработки, выбрать сетку скважин и систему заводнения, обеспечивающие рациональную выработку запасов, и, следовательно, достиже-

Method to select the well density and well pattern by the example of the Central area of Dragon field

M.A. Fedoseev, S.S. Karimov, S.S. Kozyk, E.V Kudin (NIPImornefte-gas Vietsovpetro JV, the Socialist Republic of Vietnam, Vung Tau)

E-mail: fedoseev.rd@vietsov.com.vn, fedmaksim@gmail.com

Key words: reservoir engineering, well pattern, hydrodynamic modeling, dual string production, horizontal wells.

The authors illustrated the main plan of action and estimated the implemented reservoir engineering methods for the offshore fields conditions. We analyzed deposits development under various plans of development and flooding. On the basis of the geological-hydrodynamic model we justified the optimal well pattern and flooding pattern to simulate the best development plan where the high oil recovery factor is achieved having the limited planned well stock. The well intervention actions, including the implementation of new technologies are developed in order to increase the field sweep efficiency The example of clastics depositions at the Central area of Dragon field oil reservoir showed the peculiarities of reservoir engineering which include selection and clarification of the development plan providing achievement of high oil recovery factor and project profitability.

ние наибольших значений коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистой приведенной стоимости (NPV) при наименьших капитальных вложениях.

Объектом исследования выбран Центральный участок месторождения Дракон, открытого в 1985 г. и находящегося на южном шельфе Вьетнама. Его промышленная эксплуатация началась в 2010 г. Продуктивные отложения нижнемиоценового возраста включают залежи нефти в коллекторах 22 и 23 пластов, разделенных на самостоятельные объекты разработки. Наименее охвачены разработкой Южный и Восточный своды. Общий вид совмещенных контуров рассматриваемого участка приведен на рис. 1.

Рис. 1. Фрагмент карты совмещенных контуров 22 и 23 пластов Восточного и Южного сводов Центрального участка месторождения Дракон

Рис. 2. Схема подбора оптимальной системы разработки (ГДМ - гидродинамическая модель; ПСС - плотность сетки скважин; ОРЭ -одновременно-раздельная эксплуатация)

Алгоритм подбора включает следующие этапы (рис. 2).

Этап 1. Проведение серии расчетов согласно различным системам разработки и плотностям сетки скважин. Скважины размещаются по всей площади залежи 22 пласта, их число условно неограниченное. Проектирование сетки «сверху вниз» обусловлено большими площадью и объемом запасов нефти вышележащего горизонта по сравнению с нижележащим. Основой для фильтрационных расчетов служит 3D геолого-гидродинамическая модель.

Этап 2. Полученные на этапе 1 результаты анализируются по критерию F:

Ц |КИН,.|КРУ|,

где

||КИН || = КИН' ~ КИНшш

КИНтах ~ КИНтт

ЫРУ,

МРУ ~ ЫРУ ■

111 \1 1И1 УтШ

ЫРУ ~ ЫРУ ■

1,1 утах 1,1 'тт

безразмерные нормиро-

ванные показатели.

Критерий F принимает максимальное значение при оптимальном межскважинном расстоянии для каждой из систем разработки, что соответствует с точки зрения технико-экономической эффективности сбалансированному варианту. Результаты расчетов служат только для сравнения экономических показателей вариантов разработки. Пример расчета критерия F для различных плотностей сетки скважин семиточечной обращенной системы разработки приведен в табл. 1 (здесь и далее в таблице приведены показатели для Восточного свода).

В табл. 2 представлены сравнительные показатели вариантов разработки для регулярных сеток скважин. Из нее видно, что наиболее эффективной является обращенная семиточечная сетка с межскважинным расстоянием 600 м.

Этап 3. Специфика разработки шельфовых месторождений углеводородов предполагает ограничение по числу скважин, связанное с технологическими особенностями морских гидротехнических сооружений (ГТС). Выбранная регулярная сетка скважин модифицируется с учетом ранее пробуренных опережающих скважин и указанных ограничений. Таким образом, в проектную сетку вошли существующие скважины, при этом исключены из рас-

Таблица 1

¿, м КИН NPV, млн. долл. США МКИНМ NN1^11 Р Число скважин

400 0,186 -33,9 1,000 0,000 0,000 30

600 0,138 72,4 0,639 1,000 0,799 15

800 0,082 58 0,221 0,865 0,437 10

1000 0,053 64,7 0,000 0,928 0,000 7

Примечание. L - расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами. Таблица 2

Система разработки ¿, м КИН NPV, млн. долл. США 1в„ , тыс. т Число скважин Плотность сетки, скв/га Р

Однорядная 400 0,159 -138,9 820,4 34 15,9 0,000

600 0,108 23,6 557,2 15 36,0 0,659

800 0,072 39,6 371,5 10 54,1 0,334

1000 0,061 40,4 314,7 9 60,1 0,000

Трехрядная 400 0,169 -51,4 872,0 29 18,6 0,000

600 0,118 60,2 608,8 14 38,6 0,715

800 0,126 42,2 650,1 16 33,8 0,700

1000 0,062 62,9 319,9 8 67,6 0,000

Пятиточечная 400 0,147 -54,6 758,5 26 20,8 0,000

600 0,119 40,4 614,0 15 36,0 0,703

800 0,056 39,3 288,9 9 60,1 0,330

1000 0,038 88,2 196,1 4 135,1 0,000

Семиточечная 400 0,186 -33,9 960,5 30 18,0 0,000

600 0,138 72,4 712,2 15 36,0 0,799

800 0,082 58,0 425,0 10 54,1 0,437

1000 0,053 64,7 273,4 7 77,2 0,000

Примечание. 20н - суммарная добыча нефти.

смотрения проектные скважины, показавшие низкую продуктивность. На данном этапе на основе анализа прогнозных карт распределения остаточных запасов нефти было скорректировано размещение скважин (рис. 3).

Этап 4. Для вовлечения в разработку нижележащего горизонта, являющегося самостоятельным объектом эксплуатации, траектории проектных скважин были спроецированы до 23 пласта (см. рис. 3, б). Для недопущения консервации запасов нефти и эффективного использования ограниченного фонда скважин предложена

Таблица3

Система разработки ¿, м КИН N м д< С лн. >лл. ША тыс. т Число новых скважин

Семиточечная 600 0,340 378,0 2637 15

Нерегулярная (с учетом существующего фонда скважин) около 600 0,309 337,9 2393 9

Рис. 3. Схемы размещения проектного фонда скважин по нерегулярной сетке:

а, б - пласт соответственно 22 и 23

Рис. 4. Схемы размещения проектного фонда по нерегулярной сетке с присутствием горизонтальных скважин:

а, б - пласт соответственно 22 и 23

разработка 22 и 23 пластов с применением технологии ОРЭ. Упрощение профиля скважин в некоторых случаях привело к необходимости некоторой корректировки их местоположения. Сетка окончательно приобрела вид нерегулярной с элементами семиточечной системы. В табл. 3 приведены результаты моделирования после завершения этапов 3 и 4.

Этап 5. Анализ результатов, полученных на этапе 4, показал, что технико-экономические показатели снизились вследствие сокращения проектного фонда, обусловленного ограничениями по числу скважин. Для увеличения охвата залежи принято решение использовать горизонтальное заканчивание скважин в тех районах, где позволяет геологическое строение.

Расчеты показали, что преобразование трех наклонно направленных скважин в горизонтальные только на Восточном блоке обеспечивает прирост добычи нефти 348 тыс. т по отношению к варианту с регулярной сеткой. В целом по блоку достигается добыча 2985 тыс. т, КИН увеличивается до 0,385. На рис. 4 приведена окончательная схема размещения проектного фонда с присутствием горизонтальных скважин.

В результате выполненной работы к реализации предложен вариант разработки Центрального участка нижнего миоцена месторождения Дракон, который предполагает строительство нового ГТС, бурение 11 скважин по нерегулярной сетке, что обеспечивает наибольшее вовлечение в разработку запасов нефти и экономическую привлекательность проекта.

Внедрение представленной методики позволит:

- снизить влияние субъективного фактора при выборе системы разработки;

- повысить качество обоснования оптимальной сетки скважин и эффективной системы заводнения с помощью многовариантных расчетов на геолого-гидродинамической модели;

- вырабаты

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком